湖南電力輔助服務深度調峰市場開啟規律探討

羅炳華，胡浩遠

（1.五凌電力有限公司，湖南 長沙 410004；2.湖南省水電智慧化工程技術研究中心，湖南 長沙 410004）

1 引言

經過多年發展，我國電力市場體系構建穩步有序推進，多元競爭主體格局初步形成，市場化交易電量比重大幅提升，市場在資源優化配置中作用明顯增強。2021年，全國市場化交易電量3.7萬億kW·h，同比增長17.2%，占全社會用電量的44.6%，是2015年市場化交易電量的近7倍，年均增長約40%。以省級電力市場為基礎、以跨省跨區市場為突破、以全國統一電力市場為方向的電力市場建設初見雛形[1]。

2020年5月15日，湖南能監辦印發了《湖南省電力輔助服務市場交易模擬運行規則》，湖南啟動電力輔助服務市場模擬運行，同年12月26日，湖南省內輔助服務市場正式運行。自試運行以來，各項工作有效推進，取得了階段性成果，不僅促進市場機制在全省電力資源配置中決定性作用的有效發揮，還更好激發發電企業提供輔助服務的積極性，同時也對湖南水電的運行帶來了機遇和挑戰。

2 背景

2.1 湖南電網的特點

湖南電網地處華中電網的南部，通過500 kV鄂湘聯絡線和±800 kV祁韶特高壓直流分別與湖北電網和甘肅電網相連。電源結構和用電負荷呈逆向分布: 電源集中在西部和北部，負荷中心位于東部和南部[2]。省內電力流呈豐水期“西電東送”、枯水期“北電南送”的格局。

湖南電網用電負荷一直保持較快幅度增長，電網最大負荷從2016年的2 392萬kW增長至2021年的3 626萬kW，年均增長8.6%。而從2017年以來，湖南一直沒有火電、水電等有效裝機容量投產。發電能力增長滯后于用電負荷增長，因此在高峰負荷時段，湖南電網供電存在300～400萬kW的缺口。另一方面，湖南風電、光伏發展較快，占比接近20%，未來新能源裝機占比仍將快速增加，新能源裝機增長速度遠超電網負荷的自然增長速度。湖南水電裝機占比較大，占29%，80%以上水電調節性能較差，且湖南來風與來水重合性強，進一步加大了清潔能源的消納困難，在采取所有調峰手段并向省外售出部分富余電量后，汛期棄水棄風調峰仍難以避免。

2.2 湖南電力輔助服務市場現狀

電力輔助服務是指為維護電力系統的安全穩定運行，保證電能質量，除正常電能生產、輸送、使用外，由發電企業、電網經營企業和電力用戶提供的服務。我國電力輔助服務市場的交易品種包括調頻、調峰、無功調節、備用、黑啟動服務等多個品種，但目前在市場建設初期，各地主要圍繞調峰、部分地區輔以調頻開展輔助服務市場建設[3]。從目前運行的實際效果來看，電力輔助服務市場的建立提升了發電機組的調峰能力，通過市場化手段充分調動了火電企業參與調峰的積極性和主動性，降低了新能源的棄電率，促進了節能減排。

2020年12月26日，湖南省內輔助服務市場正式運行，現階段主要開展深度調峰及啟停調峰交易。由于湖南電網清潔能源比重大、外購電逐年增加且峰谷差日益增大，電網調峰壓力不斷加重，近幾年火電機組啟停、深度調峰次數大幅增加[4]。尤其是2018年祁韶直流入湘并入湖南電網后，電源結構、網架形態和負荷特性均發生顯著變化，給湖南電網運行帶來諸多挑戰[5]，不僅增加了湖南電網的調峰困難，導致火電機組的輔助服務加重，同時也對水電廠的發電效益造成了一定的影響。

2.3 湖南深度調峰市場對水電的影響

根據《湖南省電力輔助服務市場交易規則（試行）》規定，深度調峰交易賣方為市場主體中的火電廠（機組）和抽水蓄能電站（機組）、儲能電站等，深度調峰交易買方為相應交易周期內產生上網電量的湖南電網內市場主體。

五凌電力公司是湖南省最大的清潔能源發電企業，其水電、風電和光伏裝機占比達到90%以上，2021年深度調峰輔助服務開啟以來，深度調峰分攤費較大。以五凌電力有限公司在資江流域的東坪、株溪口、馬跡塘3座水電站為例，由于它們都是徑流式水電站，水庫不具備調節能力，尤其是在汛期一旦深度調峰市場開啟，他們的輔助服務分攤費明顯增加（見圖1）。據統計2021年東坪全年分攤費用259.644 9萬元，株溪口全年分攤費用249.605 3萬元，馬跡塘全年分攤費用190.500 3萬元，折算成電量占據各電廠約4%總發電量的損失，由此可見深度調峰市場對電廠的經濟運行帶來較大影響。隨著湖南電網發展的趨勢，新能源比重逐步增大，深度調峰市場開啟的頻次還會增加，為了更好地保證電網安全和各類發電企業效益，做好深度調峰市場開啟規律預測是十分必要的。

圖1 2021年東坪、株溪口、馬跡塘深調分攤月度統計

3 湖南深度調峰市場開啟規律分析

3.1 思路

湖南省調在日前或者日內進行負荷預測和電力電量平衡預測，滿足以下條件之一時，可啟動深度調峰交易，一是系統負備用不足；二是可再生能源無法實現全額保障性消納，將導致棄電或向省外售電，或購買華中電網其他省負備用輔助服務。根據深度調峰的啟動條件，收集跟其相關歷史數據，通過統計分析方法對數據進行分析，并對其加以匯總和理解，提取其中的有用信息，進而形成結論，用于判斷深度調峰市場是否會開啟。

3.2 方法

根據深度調峰的啟動條件和啟動情況，收集2021年全年深度調峰開啟前跟其可能有相關的數據，主要包括以下數據：全省最大負荷、全省最小負荷、峰谷比、火電開機臺數、火電開機容量、火電最大出力、火電最小出力、水電最大出力、水電最小出力、風電最大出力、風電最小出力、光伏最大出力、平均氣溫等，通過初步匯總分析，主要有以下4個數據跟深度調峰開啟關聯度較大。

3.2.1 全省最大負荷

全省最大負荷為當日湖南省最大發電出力，它直接反映省內電力負荷的需求。全省最大負荷越小，代表省內發電空間越小，在低谷時段由于水電和新能源占據了大部分負荷空間，留給火電的空間就很有限，火電機組就被迫降低出力進入深度調峰運行，深度調峰市場就會開啟。

從表1可以得出，當全省最大負荷小于26 000 MW時，次日深度調峰市場有超過90%的時間是開啟的，因此，可以判斷次日深度調峰會開啟。

表1 全省最大負荷分析

3.2.2 峰谷比

峰谷比是全省最大負荷與最小負荷的比值，它反映了當日負荷的變化趨勢，通常日峰谷比越大，表示當日需要調節的機組越多，深度調峰開啟的幾率也越大。

從表2可以得出，當全省負荷峰谷比大于1.5時，次日深度調峰市場有超過87%的時間是開啟的，因此，可以判斷次日深度調峰會開啟。

表2 峰谷比分析

3.2.3 火電最小出力占比

火電最小出力占比是當日火電最小出力與當日全省最小出力的比值，它反映了當日火電機組出力的變化趨勢，火電最小出力占比值越小，表示當日火電低谷時段所帶的負荷越低，深度調峰開啟的幾率反而越大。

從表3可以得出，火電最小出力占比小于0.35時，次日深度調峰市場有超過90%的時間是開啟的，因此，可以判斷次日深度調峰會開啟。

表3 火電最小出力占比分析

3.2.4 火電開機臺數

火電開機臺數是指湖南統調火電的開機臺數，火電機組開機臺數越多，表示水電及新能源出力越小，低谷時段仍需火電提供大量負荷，深度調峰市場開啟幾率越小；反之火電開機臺數越少，表示水電及新能源出力越大，低谷時段由于水電及新能源仍有大量負荷，火電就被迫出力降至50%以下運行，深度調峰市場開啟幾率就會越大。

從表4可以得出，當全省火電開機臺數小于30臺時，次日深度調峰市場有超過97%的時間是開啟的，因此，可以判斷次日深度調峰會開啟。

表4 火電開機臺數分析

表4 五強溪3月6日～3月14日實際特征值

3.3 結論驗證

從2020年1月至5月隨機抽取20天進行驗證，驗證結果如表5所示，從表中可以看出，抽取的20 d只有3 d預測與實際不相符，準確率達到85%，基本可以判斷預測實用有效。

表5 凌津灘不同起調水位運行特征值

表5 深度調峰開啟預測驗證

4 深調市場開啟環境模式下集控水電運行建議

隨著湖南新能源的加速發展和電網峰谷差日益增大，湖南電網調峰形勢面臨巨大壓力，尤其是冬季大負荷期間及主汛期水電和新能源同時大發的情況下，清潔能源發電需求超過低谷用電負荷，省內電源的調節能力已不能滿足電網調峰需要[6]，深度調峰市場開啟愈發頻繁。因此，針對深度調峰市場頻繁開啟的情況下，對水力發電企業合理規避分攤，提高經濟運行提出以下建議：

（1）利用集控水電統一調度的優勢，優化水電運行方式，充分發揮多年調節水庫的反調節庫容調峰能力，及時調整電網運行方式，最大程度地挖掘水電調峰潛能。

（2）利用湖南深度調峰市場開啟規律，預測次日深度調峰是否會開啟，根據預測情況提前做好方式安排，避免產生不必要的深度調峰分攤。

（3）精準預測氣象和水情，提前合理安排運行方式，水電可以通過提前滕庫消落水位，盡量避開深調時段發電或深調時段少發電。

（4）開展流域電站聯合優化調度，利用流域上游具備調節的水電站進行調節，在確保防汛安全的前提下，在午高峰和晚高峰時大發，在深度調峰開啟時盡量少發或者不發。

5 結語

隨著湖南電網結構與用電結構的變化，深度調峰市場開啟的頻次會越來越多，僅僅通過日前深度調峰預測已不能完全滿足當前湖南電網運行的要求，需要的是做好日內實時深度調峰預測。因此通過電力輔助服務市場已漸漸不能滿足當前湖南電網的運行與發展，為了提高電網調峰能力和確保電網安全穩定運行，開啟電力現貨市場是湖南電網發展的迫切需求。